Пуликовский Константин Борисович

УДК 622.692.4.004.58:681.5
На правах рукописи
Пуликовский Константин Борисович
ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРАНСПОРТИРОВКИ
НЕФТИ НА ОСНОВЕ УПРАВЛЕНИЯ РИСКОМ
Специальность 05.26.03  Пожарная и промышленная безопасность
(нефтегазовый комплекс)
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа 2007
2
Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), г. Уфа,
в обществе с ограниченной ответственностью «Центр исследований
экстремальных ситуаций» (ООО «ЦИЭКС), г. Москва
Научный руководитель
 доктор технических наук
Александров Анатолий Александрович
Официальные оппоненты:
 доктор технических наук, профессор
Халимов Андались Гарифович
 кандидат технических наук
Галеев Мидхат Нуриевич
Ведущая организация
 ОАО «Мостранснефтепродукт», г. Москва
Защита диссертации состоится 3 августа 2007 г. в 17.00 часов на
заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном
унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт
проблем транспорта энергоресурсов».
Автореферат разослан 2 июля 2007 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
кандидат технических наук
Л.П. Худякова
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность
темы.
Чрезвычайные
ситуации
техногенного
характера при транспортировке нефти по трубопроводам, как правило,
приводят к загрязнению нефтью объектов окружающей среды, поэтому
проблема обеспечения безопасности нефтепроводного транспорта является
крайне актуальной.
В настоящее время в России находится в эксплуатации около
50 тыс. км магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Основное
развитие системы магистральных нефтепроводов (МН) пришлось на
60–70-е годы прошлого столетия. По оценкам специалистов, сегодня более
75 % нефтепроводов России составляют трубопроводы возрастного
интервала более 20 лет, около 40 % – более 30 лет. Существующая сеть
нефтепроводов к настоящему времени в значительной мере выработала
свой ресурс: ее износ составляет около 80 %, при этом около 35 % от
общей протяженности требуют полной замены.
Правительство РФ в 2000 и 2002 гг. приняло два постановления № 613
и № 240, в которых содержатся требования к уровню и мерам
безопасности при эксплуатации МН. Реализация указанных требований
невозможна без применения новых наукоемких технологий при разработке
технических решений по снижению рисков и методов оценки их
эффективности, в том числе основывающихся на моделировании
аварийных разливов нефти с помощью компьютерных ГИС-технологий.
Цель работы – повышение безопасности транспортировки нефти на
основе внедрения технологии управления рисками.
Научная задача заключается в совершенствовании технологии
управления риском при транспортировке нефти на основе использования
географических информационных систем.
Основные задачи исследования:

анализ существующих методов оценки риска и технологии
управления риском;

совершенствование
методов
оценки
риска
аварий
на
4
магистральных нефтепроводах;

исследование влияния пространственно-временных факторов на
показатели риска;

разработка предложений по совершенствованию нормативных
документов и технологии управления риском.
Объектом исследования являются элементы риска – нефтепроводы и
окружающая среда.
Предметом
исследования
является
методология
анализа
и
управления рисками при транспортировке нефти.
Методы решения поставленных задач  методы математического
моделирования, системного анализа и синтеза.
Научная новизна:

выявлены зависимости коэффициента сбора нефти от типов грунта,
вязкости нефти, времени ликвидации аварийного разлива;

выявлены закономерности по влиянию рельефа и фильтрационных
свойств грунта на показатели риска;

установлены зависимости по влиянию времени ликвидации
аварийного разлива на показатели риска.
На защиту выносятся:

усовершенствованные методы оценки показателей риска;

метод оптимального размещения задвижек на основе показателей
риска с учетом рельефа местности, его пересеченности, плотности
водотоков, типов грунта;

требования к специализированной ГИС по управлению риском;

методы
нефтепровода
зонирования
по
риску
территории
загрязнения
вдоль
земель
линейной
и
части
потенциальному
территориальному риску.
Практическая
ценность
результатов
работы
заключается
в
развитии методов оценки риска, создании методов управления рисками на
основе оптимизации технических решений по снижению риска с
5
применением ГИС-технологий.
Внедрение результатов. Результаты исследований использовались
при
оценке
рисков и
обосновании
мероприятий
по
повышению
безопасности в проекте нефтепроводной системы «Сахалин-2».
Апробация
работы.
Результаты
исследования
многократно
докладывались на всероссийских и международных научных и научнопрактических конференциях, симпозиумах и семинарах.
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано
в 14 работах.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения,
четырех
глав,
основных
выводов,
библиографического
списка
использованных источников, включающего 183 наименования. Работа
содержит 130 страниц машинописного текста, 26 рисунков и 21 таблицу.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во
введении
обоснована
актуальность
темы
диссертации,
сформулированы цели и задачи диссертационной работы, определены объект
и предмет исследования, приведена информация о реализации результатов
работы, показаны научная новизна и практическая ценность работы.
Основу
исследований
в
диссертационной
работе
составили
теоретические и практические труды в области изучения воздействия на
окружающую среду опасных производственных объектов и разработки
методов оценки и управления риском отечественных и зарубежных
ученых, в числе которых Азметов Х.А., Брушлинский Н.Н., Быков А.А.,
Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Елохин А.Н., Зайнуллин Р.С., Идрисов Р.Х.,
Измалков В.И., Котляревский В.А., Корольченко А.Я., Коршак А.А.,
Ларионов В.И., Лурье М.В., Маршалл В., Махутов Н.А., Одишария Г.Э.,
Сафонов В.С., Трбоевич В.М., Шаммазов А.М. и др.
В первой главе приведен анализ статистической информации по
авариям на магистральных нефтепроводах, дан обзор методов оценки и
6
управления рисками, приведена постановка задачи исследования.
Проведенный в диссертационной работе анализ подходов к оценке
показателей рисков и технологии управления рисками позволил выявить
недостатки в действующих нормативных документах, заключающиеся в
следующем.
1. В методическом руководстве по оценке степени риска аварий не
учитываются
результаты
последних
исследований
в
области
прогнозирования количества разлившейся нефти.
2. В классификации риска критерий «средняя степень риска»
представлен диапазоном от 0,1 до 100 т/(год 1000 км) массы ожидаемой
среднегодовой потери нефти от аварий на магистральном нефтепроводе.
Однако практика анализа рисков аварий МН показала, что подавляющее
число оценок риска соответствует критерию «средняя степень риска». Это
затрудняет
подготовку
дифференцированных
рекомендаций
по
повышению безопасности транспортировки нефти в управлении риском.
3. Площадь загрязнения поверхности суши оценивается без учета
рельефа местности, типа грунта, температуры окружающей среды, а также
физических характеристик нефти.
4. Отсутствуют методические подходы к оценке доли собираемой
нефти Kсб в зависимости от удаленности размещения аварийновосстановительных бригад от места аварии, рельефа местности, типов почв
и водных объектов.
5. Состав и распределение секционирующей запорной арматуры
выбирается без учета современных взглядов на обеспечение безопасности
технической системы, без оптимизационных исследований исходя из
минимизации приведенных экономических издержек.
Отмечается, что несовершенство методов оценки показателей рисков
приводит к тому, что не в полной мере используются механизмы управления
рисками для повышения безопасности транспортировки нефти. Сделан вывод
о необходимости применения в методологии анализа и управления риском
7
новых
информационных
технологий.
В
этой
связи
требуется
совершенствование методик анализа и управления риском, применяемых при
разработке деклараций промышленной безопасности, разработке разделов
проектов по оценке воздействия загрязнений на окружающую среду,
планировании мероприятий по снижению потерь нефти.
Следовательно, развитие научно-методического аппарата по оценке
степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и уточнение
нормативных документов является актуальным.
На основе проведенного анализа сформулирована научная задача
диссертации,
управления
заключающаяся
рисками
на
в
основе
совершенствовании
использования
технологии
географических
информационных систем.
Во второй главе приведены теоретические исследования по развитию
методов моделирования аварийных разливов нефти на суше, а также по
технологии управления риском на линейной части МН.
Выбор полигонов для исследования. На нефтепроводной системе
«Сахалин-2» были выбраны два полигона (участки трассы с разными
рельефами местности): участок 1 – со среднепересеченным рельефом
(рисунок 1); участок 2 – с сильнопересеченным рельефом (рисунок 2).
Рисунок 1  Участок нефтепровода на
местности со среднепересеченным
рельефом
Рисунок 2  Участок нефтепровода на
местности
с
сильнопересеченным
рельефом
8
С использованием ГИС-технологии и характеристик рельефов
указанных участков трассы были проведены численные эксперименты по
оценке влияния на риск характера рельефа, типов грунта, вязкости нефти, а
также технических решений по секционированию нефтепровода.
Прогнозирование объемов выхода и площадей аварийного разлива
нефти. Были использованы модели расхода нефти из аварийного
отверстия для трех стадий истечения на основе уравнений Бернулли и
Эйлера, учитывающих процессы распространения нефти в различных
сечениях трубопровода до отверстия, после отверстия и непосредственно
через отверстие.
Вытекшая
из
аварийного
отверстия
нефть
растекается
по
поверхности суши, образуя русла. Моделирование аварийных разливов
нефти
основано
на
использовании
формулы
Шези-Маннинга,
представляющей скорость U, осредненную по поперечному сечению
потока. Зная рельеф местности и другие характеристики, можно
определить границы её аварийного растекания с учетом уменьшения её
количества на испарение в атмосферу и фильтрацию в грунт по мере
течения.
К началу моделирования разлива нефти по поверхности суши
подготавливаются следующие исходные данные. Составляется матрица
рельефа на основе цифровых данных о горизонталях, взятых из векторной
карты. Вся поверхность суши представляется в виде одинаковых
прямоугольных элементарных площадок, размер которых определяет
точность расчета. Задаются координаты и размеры порыва нефтепровода,
начало отсчета времени истечения, интервал длительности времени Δt для
дискретизации по времени, уточняются модели объемных расходов нефти
через аварийное отверстие.
Алгоритм моделирования можно представить в виде следующей
последовательности процедур: 1) от точки порыва по матрице рельефа
определяются уклоны по всем направлениям; 2) за интервал времени Δt
9
определяется
площадь
растекания
пролившейся
нефти;
3)
для
последующих шагов процедура определения уклонов применяется ко всем
точкам на границе зоны распространения нефтяного пятна; 4) учитывая,
что скорость распространения нефти пропорциональна квадратному корню
из уклона, определяются все узлы матрицы, которые будут затоплены за
указанный интервал времени; 5) объем нефти, оставшейся на i-ой
площадке, определяется по формуле
Vплi 
Q (t )  t
,
K пл
(1)
где Q(t) – расход нефти на указанный дискретный интервал времени;
Kпл – количество элементарных площадок, которые оказались на
время ∆t в зоне подтопления нефтяным потоком.
Процедуры в указанной последовательности повторяются до тех пор,
пока суммарное время распространения нефти по суше не сравняется с
суммарным временем истечения.
Убыль нефти на фильтрацию и испарение определяется для каждой
элементарной площадки отдельно, с этой целью для каждой из них
определяется своё время испарения и фильтрации:
где tисп
tисп = tфильтр = tразл - tдост ,
(2)
– время испарения, с; tфильтр – время фильтрации, с; tразл – общее
время
разлива,
с;
tдост –
время
достижения
нефтяным
пятном
рассматриваемой площадки, с.
Суммированием потерь нефти на каждой элементарной площадке
определяется убыль нефти на испарение и фильтрацию.
Элементарные
площадки
классифицируются
по
времени
их
загрязнения и по общей массе загрязнения на момент окончания каждого
интервала дискретного времени. Если в каком-то его интервале объем
пролива стал не выше объема убыли нефти, это означает, что процесс
растекания закончился.
Суммарные потери нефти на момент времени t с участка площадью
S, загрязненного нефтью, за счет испарения и фильтрации определяются
10
процедурой по шаговому счету в дискретном режиме времени. Исходное
уравнение для дискретизации имеет вид:
t S (t )
Vp (t )  
 f V (t ), K s , h(s), K (s),U (t ), R
н
F
G
( s), i( s)dsdt .
(3)
0 0
Здесь Vp (t)  суммарные потери жидкости, м3; V (t)  текущий объем
жидкого продукта, м3; KF  коэффициент фильтрации, м3/(м·с); h 
толщина слоя нефти, м;
Kн  нефтеёмкость грунта, м3/м3; U  скорость
ветра, м/с; RG гидравлический радиус; i  уклон местности.
Влияние вязкости и типа грунта на коэффициент сбора нефти.
В действующих методиках коэффициент сбора нефти задается без учета
характеристик нефти и грунта. Однако указанный коэффициент не может
быть больше, чем отношение объема нефти, оставшейся на поверхности
суши к моменту начала её сбора, к объему нефти, вытекшей из
нефтепровода. Это отношение является ограничением сверху для
коэффициента сбора нефти, оно зависит от вязкости нефти и типа грунта и
может быть определено по формуле
K сб 
V  Vф  Vи
V
,
(4)
где V – объем аварийного пролива нефти, м3; Vф – объем нефти,
впитавшейся в грунт, м3; Vи – объем испарившейся нефти, равный Mи /ρ, м3.
С увеличением вязкости коэффициент фильтрации уменьшается, что
способствует тому, что большая часть нефти остается на поверхности и
может быть собрана. Для определения степени влияния вязкости нефти на
величину коэффициента сбора для участка 1 были проведены расчеты по
формуле (4). Время локализации аварии принималось равным 3 часам, тип
грунта – супесь. Полученные зависимости представлены на рисунке 3.
Коэффициент сбора нефти является максимальным (равен 0,8) для
нефти с вязкостью более 0,8 см2/с, поскольку вязкая нефть практически вся
остается на поверхности суши.
11
СБ
1
1 – свищ; 2 – трещина;
3 – гильотинный порыв
0.8
Рисунок 3  Зависимости
коэффициента сбора Ксб нефти
от кинематической вязкости ν
для аварий с образованием
разных по размеру отверстий
(для участка со среднепересеченным рельефом местности)
1
0.6
2
0.4
0.2
3
0
2
Для проектного объема утечки и участка со среднепересеченным
рельефом местности (другие исходные данные не меняются) были
определены зависимости коэффициента сбора от типа грунта. Зависимости
представлены на рисунке 4.
1
КСБ
1 – глина; 2 – супесь; 3 – песок
1
0.8
0.6
Рисунок 4  Зависимости
коэффициента сбора Ксб нефти
от кинематической вязкости ν
для различных грунтов (для
участка со среднепересеченным
рельефом местности)
2
0.4
0.2
3
0
0
0.6
2
,см /c
Из графика следует, что коэффициент сбора практически не зависит
от вязкости при глинистых грунтах и сильно зависит от неё при других
рассмотренных типах грунта.
Коэффициент сбора зависит от времени локализации аварии, он
увеличивается с уменьшением указанного времени, причем в интервале от
30 минут до 3 часов зависимость является практически линейной (рисунок 5).
Для маловязкой нефти при дальнейшем повышении времени
локализации (свыше 3-х часов) значение коэффициента сбора меняется
незначительно. Для вязкой нефти характер зависимости не изменяется в
интервале 5-ти часов.
12
1
Ксб
1 – ν = 0,2 см2/с;
2 – ν = 0,4 см2/с;
3 – ν = 0,6 см2/с
3
0.8
0.6
Рисунок 5  Зависимости
коэффициента сбора нефти Ксб
от времени t локализации
аварии для различных
значений кинематической
вязкости ν нефти
2
0.4
0.2
1
0
0
100
200
300
400
t, мин.
Зная аварийные объемы утечки нефти и коэффициенты сбора, можно
определить технологические риски аварий, то есть ожидаемые массы
среднегодовых потерь нефти в год на 1000 км. В этом случае частота
возникновения аварий определяется по среднестатистическим показателям
с учетом коэффициента влияния природных и технологических факторов
Rt, т/год 1000 км
на отдельных участках трубопровода (рисунок 6).
20
1 – ν = 0,2 см2/с;
2 – ν = 0,4 см2/с;
3 – ν = 0,6 см2/с
16
2
12
Рисунок 6  Зависимости
технологического риска Rt ,
т/(год·1000 км), от времени t
локализации аварии для
различных значений
кинематической вязкости ν
нефти
1
8
3
4
0
0
100
200
300
400
t, мин.
Как видно из графиков, представленных на рисунке 6, значение
технологического риска для всех случаев находится в широком интервале
от 0,5 до 18 т/год на 1000 км.
В
существующей
классификации
риска
диапазон
категории
«средний» определяется ожидаемыми объемами потерь нефти от 0,1 до
100 тонн в год на 1000 км длины МН. Практически все оценки
13
технологических
рисков,
полученные
с
использованием
методов
моделирования на основе ГИС-технологии, попадают в категорию
«средние», что затрудняет применение дифференцированных технических
решений при управлении риском. Предложено разделить диапазон
«средний риск» на три части, с учетом этого классификация рисков
представится
следующими
рисками:
«низкий»;
«ниже
среднего»;
«средний»; «выше среднего»; «высокий».
Влияние
рельефа,
вязкости
нефти
и
типа
грунта
на
экологический риск. В каждом варианте рельефа при моделировании
растекания были рассмотрены три типа грунтов: песок, супесь и глина.
Моделированием разлива для выбранных двух участков с разным
рельефом были определены площади загрязнения прилегающей к
нефтепроводу территории и экологические риски при различных типах
грунта в зависимости от вязкости нефти. На рисунке 7 представлены
зависимости экологического риска.
70
60
1 – песок; 2 – супесь; 3  глина
2
50
40
30
20
10
0
Рисунок 7  Экологический
риск для нефтепровода на
местности со среднепересеченным рельефом в зависимости
от кинематической вязкости
для трех типов грунта
1
3
2
Для грунтов с малыми значениями коэффициента проницаемости
(глина и др.) экологические риски уменьшаются с увеличением вязкости
нефти. Для грунтов с большой проницаемостью (песок, гравий и др.) такая
зависимость начинает наблюдаться лишь при больших значениях вязкости
(например для песка – от вязкости 0,6 см2/с). Это обусловлено тем, что при
14
малых значениях вязкости нефть очень быстро впитывается в грунт, и это
значительно снижает площади растекания и объемы попадания её в реки.
Коэффициент сбора для этих случаев очень мал. При высокой вязкости
коэффициент сбора значителен (до 0,5). В этом случае экологический риск
можно снизить экстренными действиями по локализации и сбору
разлившейся нефти (рисунок 8).
160
1 – для участка местности со
среднепересеченным рельефом;
2 – для участка местности с
сильнопересеченным рельефом
1
120
Рисунок 8  Экологический риск
в зависимости от вязкости нефти
и характера рельефа
80
2
40
0
0
0.2 0.4 0.6
0.8
2
,см /c
Независимо от вязкости нефти имеется устойчивая связь между
величиной экологического риска и степенью пересеченности рельефа.
Изменение вязкости нефти на установленной зависимости сказывается
незначительно.
Экологический риск для среднепересеченной местности примерно в
1,5
раза
выше
аналогичного
показателя
для
сильнопересеченной
местности.
Подходы
к
оптимизационным
исследованиям
технических
решений по секционированию нефтепровода. Для снижения ожидаемого
среднегодового ущерба от аварий (экономических рисков) необходимо
обосновывать
решения
по
арматуры на нефтепроводе.
расстановке
секционирующей
запорной
15
По существующим нормативным документам на сухопутной части
нефтепровода задвижки устанавливаются на расстоянии не более 30 км
друг от друга, кроме того, они устанавливаются на берегах крупных рек,
выделяя водные переходы в качестве отдельных секций.
Равномерное распределение запорной трубопроводной арматуры на
нефтепроводе
без
учета
рельефа
местности
не
всегда
является
оптимальным.
Для оптимизации расстановки задвижек на нефтепроводе в качестве
функции цели предлагается использовать минимизацию суммарных
ожидаемых среднегодовых издержек, в том числе и среднегодового
ущерба от аварий. Выражение для суммарных издержек можно
представить в виде
C  C  E
где
н
У ,
(5)
∑С – суммарные приведенные к году издержки, руб./год;
∆С – стоимость задвижек, руб.;
Eн – нормативный коэффициент окупаемости капвложений, год-1,
Ен = 1/Тн;
Tн – нормативный срок окупаемости капвложений, год;
У – ожидаемый среднегодовой ущерб от аварийных разливов нефти,
руб./год.
Первоначально функция суммарных приведенных к году издержек
определяется для нефтепровода, не имеющего секционирования. С её
помощью выбираются наиболее опасные, с точки зрения экологического
риска, участки нефтепровода.
При разбивке нефтепровода на секции используется принцип
последовательного выделения в секции наиболее опасных участков. Затем
на оставшихся участках выбираются места установки арматуры исходя из
минимума
ожидаемых
суммарных
среднегодовых
экономических
издержек (экономического риска) на всем участке. После назначения места
для каждой новой задвижки рассчитываются суммарные приведенные к
16
году издержки. Процесс продолжается до прекращения убывания функции
суммарных приведенных к году издержек.
Исследования показали, что оптимальным для участка в 100 км
является установка двух задвижек, то есть деление участка на 3 секции
(рисунок 9). В оптимальном варианте средняя длина каждой секции равна
30 км, но, в действительности, арматура располагается неравномерно по
длине трубопровода, и поэтому секции имеют различную длину. Так, на
исследуемом участке оптимальным является расположение задвижек на
отметках 14,5 и 34,0 км.
1 – суммарные ожидаемые
приведенные
издержки,
связанные с затратами на
арматуру и риском от аварий
∑С, тыс. руб./год; 2 –
ожидаемый
среднегодовой
экономический
ущерб
от
аварийных разливов нефти, У,
тыс. руб./год; 3 – затраты на
запорную арматуру, Ен∙∆С,
тыс. руб./год; N  количество
задвижек, штук
Рисунок 9  Приведенные
издержки в зависимости от
количества запорной арматуры
Следует отметить, что альтернативы, связанные с отсечением
отдельных
наиболее
опасных
участков
трубопровода
без
учета
экономического ущерба в целом, часто не являются оптимальными
решениями для нефтепровода в целом. Например, при установке запорной
трубопроводной арматуры только на сторонах подводного перехода (39,5 и
42,0 км), риск ущерба (экономический риск) для всего МН остается
сравнительно высоким (94,36 тыс. руб./год).
Влияние времени прибытия аварийной бригады к месту аварии.
Влияние на риск задержки времени прибытия аварийных бригад с момента
17
возникновения пролива определено моделированием растекания нефти,
получена зависимость экологического риска от времени прибытия аварийных
Rэ, тыс.руб./год
Rэ, тыс.руб./год
бригад, от свойств нефти (вязкости) и типа грунта (рисунки 10, 11).
80
1
60
2
40
3
80
60
20
20
0
0
0
100
200
300
400
1
40
2
3
0
100
200
t, мин.
300
400
t, мин.
рельеф – среднепересечённый;
грунт – супесь; вязкость нефти:
1  0,2 см2/с; 2  0,4 см2/с; 3  0,4 см2/с
рельеф – среднепересечённый;
нефть вязкостью 0,4 см2/с;
1  песок; 2  супесь, суглинок; 3  глина
Рисунок 10  Влияние времени прибытия
аварийных бригад и вязкости нефти на
экологический риск
Рисунок 11  Влияние времени прибытия
аварийных бригад и типа грунта на
экологический риск
В варианте с песчаным грунтом по истечении чуть более 3-х часов
после пролива нефти экологический риск становится максимальным,
следовательно, для песчаных грунтов время прибытия аварийных бригад
должно быть до трех часов.
В третьей главе выработаны требования к специализированной ГИС
по управлению риском и разработаны предложения по совершенствованию
методов оценки риска на магистральных нефтепроводах.
Предложен комплект технических характеристик для прогнозирования
риска аварий МН с использованием специализированной ГИС.
Проведены исследования влияния точности топографических карт на
величины технологического и экологического рисков.
18
Исследования показали, что приемлемая точность (погрешность до
20 %)
достигается
при
использовании
карт
с
детальностью,
соответствующей масштабу 1:25000. При использовании карт меньшей
детальности погрешности возрастают: до 300 % - для масштаба 1:100000;
до 400 % - для масштаба 1:200000. Исходя из оценок площадей аварийных
разливов, можно сделать вывод, что ширина зоны детальной оцифровки
карт вдоль трассы нефтепровода должна быть примерно 3 км. Вблизи
водных объектов зона оцифровки должна охватывать дальние расстояния,
но при этом допускается применение менее детальных карт (М 1:100000
или М 1:200000). При этом, по длине рек должны быть указаны скорость
течения, ширина реки, характер берегов.
Для оценки рисков в ГИС должны быть включены следующие
модели: по оценке частоты аварий нефтепровода; объемов аварийных
проливов нефти при разгерметизации нефтепровода в разных его сечениях
по трассе; площади растекания нефти по поверхности земли; движения
нефтяного пятна по водотокам; технологических рисков вдоль трассы
нефтепровода;
рисков
загрязнения
нефтепроводу;
потенциального
риска
территории,
и
прилегающей
зонирования
к
территории,
прилегающей к нефтепроводу.
Предложения по совершенствованию методов оценки риска
аварий.
1) Даны рекомендации по оценке коэффициента сбора нефти в
зависимости от ее вязкости и типа грунта при условии, что время
прибытия бригад с момента возникновения аварии не превышает 3-х часов
(таблица 1).
Таблица 1 Коэффициенты сбора нефти различной вязкости в зависимости от типа грунта
Тип грунта
Вязкость нефти, см2/с
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
Песок, гравий
0,02
0,05
0,10
0,20
0,30
Супесь, суглинок
0,25
0,50
0,70
0,80
0,85
Глина
0,90
0,92
0,93
0,94
0,94
19
2) Практически все полученные прогнозы технологических рисков
классифицируются в соответствии с действующей методикой как
«средние», что затрудняет дифференцировать по технологическому риску
участки нефтепровода. Предлагается степень риска «средняя» разбить на 3
категории в зависимости от величины потери нефти (т/год на 1000 км):
«средняя пониженная» – от 0,1 до 1; «средняя» – от 1 до 10; «средняя
повышенная» – от 10 до 100.
3) Предложено проводить оптимизационные исследования при выборе
решений по секционированию нефтепровода на основе минимизации
приведенных к году издержек, включая ущерб от аварии. При расстановке
задвижек предлагается к использованию принцип последовательного
секционирования наиболее опасных по экономическому риску участков.
4) Экологический риск сильно зависит от времени локализации
аварии. С момента возникновения аварийного отверстия с увеличением
времени локализации разлива нефти с малой вязкостью на песчаных
грунтах отмечается рост риска с некоторым замедлением и практическим
достижением
максимума
через
три
часа.
Учитывая
изложенное,
максимальное время доставки аварийных бригад к месту аварии не должно
превышать 3-х часов, что является исходным требованием при выборе
мест размещения аварийных бригад.
5) Для повышения безопасности транспортировки нефти и выявления
участков вдоль трассы с максимальным риском загрязнения предлагается
проводить зонирование местности по риску её загрязнения нефтью на
основе оценки частоты разгерметизации секций нефтепровода (свищ,
трещина, гильотинный порыв) и моделирования аварийных разливов
нефти. По всей трассе расставляются отметки с интервалами, равными
шагу
расчетной
матрицы
рельефа.
Для
узлов
матрицы
рельефа
определяются участки на трассе, при аварии на которых возможно
загрязнение данного узла. По длине этих участков и вероятности аварии на
20
них определяется риск загрязнения каждого узла матрицы рельефа,
прилегающего к трассе нефтепровода.
Пример зонирования участка трассы магистрального нефтепровода
по риску загрязнения территории приведен на рисунке 12. По результатам
зонирования следует принимать меры по защите наиболее опасных
участков.
синий  R < 1·10-6 год-1;
зеленый  1·10-6 < R <2 ·10-6 год-1;
розовый  2·10-6 < R < 4·10-6 год-1;
красный  4·10-6 < R < 6·10-6 год-1;
черный  R > 6·10-6 год-1
Рисунок 12  Зонирование
территории вдоль линейной части
нефтепровода по риску
загрязнения местности
6)
В
модели
зонирования
территории
по
потенциальному
территориальному риску используются результаты моделирования рисков
загрязнения
территории.
При
этом
учитываются
вероятность
возникновения пожара при аварийных разливах нефти, а также расстояния,
на которых возможны потери людей и вероятности этих потерь.
Зонирование территории
вблизи
трубопровода по потенциальному
территориальному риску позволяет определять наиболее опасные участки
для населения и персонала и принимать меры для снижения риска.
Пример зонирования участка трассы магистрального нефтепровода
по территориальному потенциальному риску приведен на рисунке 13.
21
синий  R < 0,05·10-6 год-1;
зеленый – 0,05·10-6 < R < 0,1·10-6 год1
;
розовый – 0,1·10-6 < R < 0,3·10-6 год1
;
красный – 0,3·10-6 < R < 0,5·10-6 год-1;
черный  R > 0,5·10-6 год-1
Рисунок 13  Зонирование территории
вдоль линейной части нефтепровода по
потенциальному территориальному
риску
7)
При
определении
экологических
рисков
предлагается
использовать моделирование аварийных разливов нефти. В таблице 2
представлены сравнительные оценки экологических рисков (тыс. руб./год),
полученные с применением предлагаемой методики. Указанные оценки
показывают, что нормативная
методика завышает оценки ожидаемого
риска. Завышение оценок риска обусловлено тем, что с помощью
усредненных коэффициентов сложно учесть реальный рельеф местности.
Максимально завышены оценки риска у водоразделов, где защитные
свойства рельефа проявляют себя в максимальной степени. Достаточная
сходимость
в оценке
риска
отмечена в
долинах, на переходах
трубопровода через водные преграды.
Таблица 2  Сравнение экологических рисков по существующей
методикам
Километр по трассе
0
2
4
6
8
10
12
14
и прелагаемой
16
18
20
По предлагаемой методике
2,35
0,85
0,02
1,37
1,65
1,31
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
По существующей методике
2,47
2,46
2,46
2,41
2,45
2,47
1,86
1,81
0,81
0,97
0,27
Относительная разница
1,05
2,89 123,00
1,76
1,48
1,89
186,00 181,00 81,00 97,00 27,00
Как видно из сравнения (таблица 2), для отдельных участков оценки
экологических рисков, полученные по предлагаемой методике, отличаются
на 2 порядка.
В четвертой главе приведен пример использования результатов
исследования при проектировании нефтепроводной системы «Сахалин-2».
22
Предлагаемые методы были применены для анализа и управления
риском
при
разработке
декларации
промышленной
безопасности
нефтепроводной системы «Сахалин-2».
В ГИС-проекте использовалась топографическая карта местности
масштаба 1:2000. Оцифровка карты проведена для участка вдоль трассы
нефтепровода, ширина оцифрованной полосы местности – 3 км.
Магистральный
соединенных
четырех
нефтепровод
отдельных
состоит
участков.
из
последовательно
Производительность
нефтепроводной системы составляет от 900 до 1150 куб. м/ч. Условный
проход (внутренний диаметр) отдельных участков нефтепровода равен 500
и 600 мм. Рабочее давление на каждом из участков нефтепровода равно от
9,4 (за насосами) до 8,2 МПа (в конце участка). Температура
перекачиваемой нефти по длине участка изменяется от 60 до 10 ºC.
В качестве исходных ограничивающих данных при реагировании на
аварию было использовано предельное время обнаружения аварии (от
возникновения отверстия) до полной остановки насосов НПС. Оно было
задано при образовании аварийного отверстия типа «свищ» – 15 мин, для
отверстий большего размера – 5 мин. Предельное время от момента
возникновения
аварийного
отверстия
до
отключения
задвижками
аварийной секции составляет для отверстия типа «свищ» – 1 час; для
отверстий типа «трещина» или «гильотинный порыв» – 5 мин.
С учетом состояния дорог и местных условий местности вблизи МН
Заказчиком были выданы предельные интервалы времени от обнаружения
аварии до её локализации, которые для различных участков трассы заданы
от 30 мин до 2,5 ч. По заданию – снежный покров в момент аварии на
местности отсутствует.
С использованием разработанной с участием автора ГИС-программы
были проведены оценки объемов разлившейся нефти и моделирование
аварийного разлива по поверхности земли с шагом 25 м вдоль трассы
нефтепровода. По результатам моделирования произведены оценки
экологических рисков с учетом площади разливов, массы нефти,
23
загрязнившей водные объекты, и массы нефти, загрязнившей атмосферу.
При
прогнозировании
экологических
рисков
также
учитывалась
вероятность возникновения пожара при авариях на нефтепроводе.
На
основе
зонирования
территории,
прилегающей
к
трассе
нефтепровода, по риску загрязнения земли были выявлены наиболее
опасные по степени загрязнения участки местности (рисунок 14).
синий  R < 1·10-6 год-1;
зеленый  1·10-6 < R < 2·10-6 год-1;
розовый  2·10-6 < R < 4·10-6 год-1;
красный  4·10-6 < R < 6·10-6 год-1;
черный  R > 6·10-6 год-1
Рисунок 14  Пример зонирования
территории вдоль трассы
нефтепровода «Сахалин-2» по риску
загрязнения местности
Было проведено зонирование территории, прилегающей к трассе
нефтепровода, по потенциальному территориальному риску, в результате
которого были выявлены наиболее опасные для персонала участки
местности (рисунок 15).
синий  R < 0,05·10-6 год-1;
зеленый – 0,05·10-6 < R < 0,1·10-6 год-1;
розовый – 0,1·10-6 < R < 0,3·10-6 год-1;
красный – 0,3·10-6 < R < 0,5·10-6 год-1;
черный  R > 0,5·10-6 год-1
Рисунок 15  Пример зонирования
территории вдоль трассы
нефтепровода «Сахалин-2» по
потенциальному территориальному
риску
24
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Исследована зависимость точности оценок последствий и риска
аварий от исходной информации о рельефе местности. Установлено, что
приемлемая погрешность оценок рисков (не выше 20 %) достигается при
использовании карт с детальностью, соответствующей масштабу карт
1:25000.
2. Численными экспериментами выявлено влияние вязкости нефти
на максимальную долю собранной нефти, предложены математические
зависимости для оценки доли собранной нефти в зависимости от вязкости
для заданных условий (типы грунта и рельефа местности, вязкость нефти).
Коэффициент сбора изменяется в диапазоне от 0,5 до 0,95. При высокой
вязкости разлившейся нефти коэффициент сбора достигает 0,95, при
низкой вязкости максимальное его значение равно 0,5.
3.
Установлено,
что
при
крупных
авариях
нефтепровода
(«гильотинный порыв» или «трещина») аварийные бригады должны
прибыть и локализовать аварию не более чем через 3 часа после
образования аварийного отверстия, в противном случае эффективность
сбора нефти снижается, ориентировочно, в 10 раз, а
действия по
локализации не влияют на величину экологического риска.
4.
На
основе
моделирования
исследовано
влияние
на
технологические и экономические риски типа грунта, рельефа местности,
плотности водотоков, времени доставки аварийных бригад к месту
возникшей
аварии,
времени
локализации
аварийного
разлива,
быстродействия секционирующей запорной трубопроводной арматуры.
Выявлено, что экологический риск для сильнопересеченной местности
ниже примерно в 1,5 раза по сравнению с аналогичным риском для
среднепересеченного рельефа, а наличие водных объектов, напротив,
приводит к увеличению экологического риска в 20…60 раз.
5. Проведен сравнительный анализ результатов оценок риска,
полученных
по
нормативной
методике
и
с
применением
ГИС-
25
моделирования. Установлено, что отдельные оценки одних и тех же
технологических рисков от аварий на МН отличаются на 2 порядка.
Следовательно, использование существующей методики приводит к
недопустимым погрешностям в оценках рисков.
6. Исследованы технологические риски аварий на линейной части
МН. Предложена классификация рисков: «низкий»; «ниже среднего»;
«средний»; «выше среднего»; «высокий».
7. Обоснованы предложения для включения в нормативные и
методические документы по анализу и управлению риском методов оценки
риска и поиска оптимальных технических решений по его снижению на
основе моделирования разливов нефти и ГИС-технологий.
8.
Разработаны
оптимизационные
методы
исследования
по
секционированию нефтепровода на основе минимизации приведенных
суммарных ожидаемых издержек и ущерба, связанных с риском.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих
работах:
1. Пуликовский К.Б. Единая система оценки соответствия на объектах,
подконтрольных
Федеральной
службе
по
экологическому,
технологическому и атомному надзору // Безопасность труда в
промышленности. – 2006. – № 4. – С. 32-35.
2.
Пуликовский
К.Б.
Приоритет
качеству
подготовки,
профессиональному обучению и аттестации работников организаций,
поднадзорных Ростехнадзору // Безопасность труда в промышленности. –
2006. – № 7. – С. 2-8.
3. Пуликовский К.Б., Алёшин Н.П. Система аттестации сварочного
производства как средство обеспечения промышленной безопасности //
Безопасность труда в промышленности. – 2006. – № 9. – С. 7-9.
4. Пуликовский К.Б., Ларионов В.И., Кумохин В.Г. и др. Анализ риска
от аварийных разливов нефти на трубопроводной системе «Сахалин-2». –
М.: ЦИЭКС, 2006. – 47 с.
26
5. Пуликовский К.Б., Щепкин А.В. Комплексная оценка соответствия
опасных производственных объектов требованиям безопасности //
Безопасность труда в промышленности. – 2007. – № 2.– С. 5-9.
6. Пуликовский К.Б. Безопасность транспортирования нефти //
Безопасность труда в промышленности. – 2007. – № 3.– С. 23-25.
7. Пуликовский К.Б., Идрисов Р.Х., Идрисова К.Р. Об опыте
разработки деклараций промышленной безопасности в части
предупреждения, локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций на
объектах транспортировки нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов по
трубопроводам // Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики
Башкортостан. Матер. научн.-практ. конф. 11 ноября 2003 г. – Уфа, 2003. –
С. 70-73.
8. Пуликовский К.Б., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Идрисов Р.Х.,
Идрисова К.Р. Опыт проведения учений по локализации и сбору нефти с
водной поверхности в зимних условиях // Роль науки в развитии
нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан. Матер. научн.-практ.
конф. 11 ноября 2003 г. – Уфа, 2003. – С. 74-78.
9. Пуликовский К.Б., Султанов М.Х., Абдрахманова Л.А. Критерии
управления риском опасных производственных объектов // ХХVIII школасеминар по проблемам механики сплошных сред в системах добычи,
сбора, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (15-17 июня
2004 г.): Тез. докл. – Уфа, 2004. – С. 22-27.
10.
Пуликовский
К.Б.,
Ахметшин
А.А.,
Жданов
А.А.,
Гимадисламов И.М., Гумеров К.М. Оценка остаточного ресурса стальных
подземных трубопроводов системы газоснабжения // ХХVIII школасеминар по проблемам механики сплошных сред в системах добычи,
сбора, подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (15-17 июня
2004 г.): Тез. докл. – Уфа, 2004.– С. 36-39.
11. Пуликовский К.Б., Жданов А.А., Гимадисламов И.М.,
Ахметшин А.А., Гумеров К.М. Безопасность пересечений трубопроводов
системы газоснабжения с дорогами // ХХVIII школа-семинар по
проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора,
подготовки, транспорта и переработки нефти и газа (15-17 июня 2004 г.):
Тез. докл. – Уфа, 2004. – С. 40-43.
27
12. Пуликовский К.Б., Султанов М.Х., Абдрахманова Л.А.
Моделирование и оценка рисков как метод повышения качества
функционирования нефтепродуктопроводов // Энергоэффективность.
Проблемы и решения. Тез. докл. научн.-практ. конф. 20 октября 2004 г. в
рамках IV Российского энергетического форума «Уралэнерго-2004». –
Уфа, 2004. – С. 94-96.
13. Пуликовский К.Б. Повышение эффективности государственного
управления // Матер. VII Всероссийского форума Единой системы оценки
соответствия на объектах, подконтрольных Ростехнадзору. – М.:
ОАО «Научно-технический центр по безопасности в промышленности»,
2006. – С. 11-21.
14. Пуликовский К.Б., Гумеров К.М., Гумеров Р.С., Шмаков В.А.
Причины и механизмы разрушения вантузного узла магистрального
трубопровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и
нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2007. – № 1(67). – С. 52-58.